EP0277060A1 - Agent désémulsifiant et antisalissure apte à séparer des mélanges eau-hydrocarbures, éventuellement mis en émulsion, et applications de cet agent - Google Patents

Agent désémulsifiant et antisalissure apte à séparer des mélanges eau-hydrocarbures, éventuellement mis en émulsion, et applications de cet agent Download PDF

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EP0277060A1
EP0277060A1 EP88400081A EP88400081A EP0277060A1 EP 0277060 A1 EP0277060 A1 EP 0277060A1 EP 88400081 A EP88400081 A EP 88400081A EP 88400081 A EP88400081 A EP 88400081A EP 0277060 A1 EP0277060 A1 EP 0277060A1
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EP
European Patent Office
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water
weight
agent
crude oil
agent according
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EP88400081A
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German (de)
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Inventor
Marc Durrieu
Patrice Herrenschmidt
Claude Marty
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Compagnie Francaise de Raffinage SA
Total Marketing Services SA
Original Assignee
Compagnie Francaise de Raffinage SA
Compagnie de Raffinage et de Distribution Total France SA
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Publication date
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Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/04—Breaking emulsions
    • B01D17/047—Breaking emulsions with separation aids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
    • C10G33/04—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with chemical means

Definitions

  • the present invention relates to demulsifying and anti-fouling agents capable of separating water-hydrocarbon mixtures, optionally emulsified, in particular water-crude oil mixtures containing sediments.
  • the invention also relates to the application of these demulsifying agents to the extraction of salts and suspended solids contained in crude oils, during desalting and / or dehydration operations on oil production fields or in refineries, prior to any other refining operation.
  • MES uspended matter
  • the sodium thus introduced into an atmospheric distillation charge is concentrated in the atmospheric residue and, consequently, it promotes the formation of coke in the process furnaces, poisons the catalysts of conversion units (in particular of unit catalytic cracking when treating atmospheric residues loaded with sodium) and degrades the quality of heavy fuels. All these reasons make it preferable to reduce the quantity of soda injected into an atmospheric distillation charge, by improving the desalting and dehydration of the hydrocarbons.
  • the dehydration and desalting operations on the production field and in the refinery consist in decanting and / or desalting water-crude oil emulsions, formed naturally or artificially by washing with water.
  • the water content of these emulsions varies between 0 and 50% by weight of the emulsion.
  • the separation of the emulsion results in the formation of a "water phase”, loaded with salts and suspended matter, and a "crude phase", containing the hydrocarbons and the residual salts and TSS. This separation takes place more or less well in a settling tank and can be improved, in particular, by the application in the settling tank of one or more fields electrostatic "high voltage", to cause faster coalescence of water droplets.
  • interface emulsion is formed at the interface of the "water phase” and the "raw phase", which is often stable, this stability being linked to the presence suspended matter.
  • the object of the present invention is to introduce a single additive into the water for washing hydrocarbons and in particular crude oils.
  • the sulfates which can be used as a component of the agent according to the invention are obtained according to a method known to those skilled in the art using a sulfonation reaction between sulfur trioxide and at least one polyalkyloxylated alkylenediamine, as defined above.
  • the agent according to the invention containing the quaternary ammonium halide tetraalkylated and a polyalkyloxylated alkylenediamine sulfate can therefore also comprise 0 to 5% by weight of the polyalkyloxylated alkylenediamine from which said sulfate was prepared.
  • the agent according to the invention preferably comprises 10 to 40% by weight of at least one tetraalkylated quaternary ammonium halide, 30 to 5% by weight of at least one polyalkyloxylated alkylenediamine and 35 to 5% by weight of at least one polyalkyloxylated alkylenediamine sulfate mentioned above.
  • the preferred tetraalkylated quaternary ammonium halide of the invention is a cetyltrimethyl ammonium halide and, more particularly, cetyltrimethyl ammonium chloride.
  • the preferred polyalkyloxylated alkylenediamines of the invention belong to the family of polyalkyloxylated ethylenediamines, of general formula: with 1 ⁇ v ⁇ 50, preferably 2 ⁇ v ⁇ 30, and 2 ⁇ w ⁇ 50, preferably 10 ⁇ w ⁇ 30.
  • the preferred alkylenediamine sulfates of the invention are polyalkyloxylated ethylenediamine sulfates defined above.
  • the agent according to the invention may also comprise in its composition from 90 to 40% by weight of an aqueous solvent comprising from 0 to 50% by weight of an alcohol chosen from the group consisting of alkanols and polyols containing from 1 to 10 carbon atoms.
  • the aqueous solvent is pure water containing from 0 to 50% by weight of isopropanol.
  • one or more "high voltage" electrostatic fields will advantageously be applied in the decanter to facilitate the coalescence of water droplets, and the rapid elimination of MES>
  • Agent C1 is a mixture of polyoxyethylated phenolic resins, dissolved in an aromatic solvent.
  • Agent C2 is a combination of active polyoxypropylated polyoxyethylated materials comprising at least phenolic resins, ethylenediamines, and copolymer blocks, materials being dissolved in an aromatic solvent.
  • Agents X (X1 to X5) are composed of active ingredients sold commercially, except those in the composition of which enters an alkylenediamine sulfate.
  • a microdosing pump located upstream makes it possible to continuously introduce sulfur trioxide in liquid form into the micro-reactor at a controlled rate.
  • a series of refrigerants and bottles are arranged to retain the solvent for the reaction, which is here 1-2-dichloroethane.
  • the sulfates are obtained by a sulfonation reaction of two alkylalkylated commercial products, SYNPERONIC T 1302 and T 701, sold by the company ICI.
  • This reaction consists in reacting the sulfur trioxide (SO3) diluted from 5 to 25% by weight in 1.2 dichloroethane, with 1000 g of charge consisting of one of the commercial products mentioned above, diluted to 80% by weight in 1.2 dichloroethane (DCE).
  • SO3 sulfur trioxide
  • DCE 1.2 dichloroethane
  • the pilot's operating conditions are as follows: - flow rate of crude oil loaded: 3 liters per hour of a load containing 130 ppm of salts, - pressure drop at the mixing valve: 1.5 bar, - desalter temperature: 140 ° C, - primary electric field: 800 volts / cm, - secondary electric field: 200 flights / cm - desalting water: 8% by weight, relative to the crude.
  • the additive level is adjusted to have 7.5 ppm of active material compared to crude.
  • An essay lasts eight hours; it includes three hours of warm-up and five hours of measurement.
  • Table 2 also shows that the mixture of active materials, CTAC and ethylenediamines, improves the desalting and washing efficiencies of the crude oil, and that the DA sulfate-CTAC (C5) mixture promotes the extraction of MES from the crude oil.
  • This example aims to show the superiority of agents X compared to commercial additives C1 and C2 vis-à-vis fouling phenomena.

Abstract

L'invention concerne un agent désémulsifiant et antisalissure soluble dans l'eau, apte à séparer les mélanges eau-hydrocarbures, éventuellement mis en émulsion, notamment les émulsions eau-pétrole brut contenant des matières en suspension. Cet agent comprend 10 à 60 % en poids d'une combinaison des composés suivants : - au moins un halogénure d'ammonium quaternaire tétraalkylé et - au moins une alkylènediamine polyalcoyloxylée ou son sulfate.

Description

  • La présente invention a pour objet des agents désé­mulsifiants et antisalissures aptes à séparer des mélanges eau-hydrocarbures, éventuellement mis en émulsion, notam­ment des mélanges eau-pétrole brut contenant des sédi­ments.L'invention concerne également l'application de cesagents désémulsifiants à l'extraction des sels et des matières en suspension contenues dans les pétroles bruts, au cours des opérations de dessalage et/ou de déshydrata­tion sur les champs de production pétroliers ou en raffi­nerie, préalablement à toute autre opération de raffinage.
  • Dans la suite de la présente description, l'appella­tion "matières en suspension" -en abrégé "MES"- s'appli­quera à tout solide à l'état particulaire présent dans le pétrole brut, en particulier aux sédiments minéraux, aux sels de fer, aux carbènes et aux asphaltènes.
  • Il est connu que les sels et les matières en suspen­sion sont présents dans les pétroles bruts à des concen­trations variées, selon leur région d'origine. Les sels présents sont à l'origine de corrosions observées lors de la production, du transport ou du raffinage de ces pétro­les bruts, tandis que les MES ont souvent une action stabilisante sur les émulsions eau-hydrocarbures, notam­ment les émulsions eau-pétrole brut lors des opérations de dessalage et de déshydration sur champ de production d'abord, puis en raffinerie.
  • Sur un champ de production d'huiles lourdes, l'éli­mination des sédiments est très difficile, voire impos­sible. Des techniques coûteuses, comme la centrifugation, sont généralement pratiquées, qui augmentent le coût de production, puis de raffinage de ces hydrocarbures extraits. Le problème est de trouver un moyen d'éliminer ces sédiments afin d'obtenir des hydrocarbures de qualité au moins aussi bonne et même meilleure, et cela de la façon la plus économique.
  • En raffinerie, lorsque les opérations de dessalage et de déshydratation du pétrole brut n'éliminent que partiellement les matières en suspension subsistant dans le pétrole brut, on observe un plus fort encrassement des échangeurs thermiques placés en amont de la distillation atmosphérique. Par ailleurs, si la teneur en sel du pétrole brut est trop élevée en sortie de dessalage, il y a des risques de corrosion en tête de tour de distillation atmosphérique. Pour limiter cette corrosion, il est d'us­ge d'introduire dans la charge, après le dessaleur, une quantité de soude proportionnelle à celle des sels conte­nus, ce qui a des conséquences néfastes sur la qualité de certains produits raffinés et le bon fonctionnement des opérations ultérieures de raffinage. En effet, le sodium ainsi introduit dans une charge de distillation atmosphé­rique se concentre dans le résidu atmosphérique et, consé­cutivement, il favorise la formation du coke dans les four s de procédé, empoisonne les catalyseurs d'unités de conversion (en particulier d'unité de craquage catalytique lorsqu'on traite les résidus atmosphériques chargés en sodium) et dégrade la qualité des fuels lourds. Toutes ces raisons font qu'il est préférable de diminuer la quantité de soude injectée dans une charge de distillation atmos­phérique, en améliorant le dessalage et la déshydratation des hydrocarbures.
  • Les opérations de déshydratation et de dessalage sur champ de production et en raffinerie consistent à laisser décanter et/ou dessaler des émulsions eau-pétrole brut, formées naturellement ou de façon artificielle par lavage à l'eau. La teneur en eau de ces émulsions varie entre 0 et 50% en poids de l'émulsion. La séparation de l'émulsion se traduit pas la formation d'une "phase eau", chargée en sels et en matière en suspension, et une "phase brut", contenant les hydrocarbures et les sels et les MES rési­duels. Cette séparation s'effectue plus ou moins bien dans un décanteur et peut être améliorée, notamment, par l'application dans le décanteur d'un ou plusieurs champs électrostatiques "haute tension", pour provoquer une coalescence plus rapide des gouttelettes d'eau.
  • C'est au cours de ces opérations qu'il se forme à l'interface de la "phase eau" et de la "phase brut" une émulsion appelée émulsion d'interface, qui est souvent stable, cette stabilité étant liée à la présence de matières en suspension.
  • Pour accélérer et améliorer la coalescence des gouttelettes d'eau et l'extraction des MES du pétrole brut, au cours des opérations de dessalage et/ou de déshydratation, et éviter ainsi la formation d'émulsion d'interface stable, il est courant d'ajouter au brut et/ou à l'eau de lavage, avant leur entrée dans le décanteur, au moins un agent désémulsifiant. Il est connu aussi d'intro­duire un deuxième agent désémulsifiant ayant un pouvoir antisalissure dans l'émulsion d'interface du dessaleur pour la destabiliser, comme il est décrit dans les brevets français Noo 2 388 037 et 2 421 958 de la Demanderesse.
  • Ces agents, introduits seuls ou simultanément, présentent cependant une efficacité limitée dans les opérations de lavage et de dessalage, utilisées pour la déshydration du pétrole brut et l'extraction des sels et des "MES" qu'il contient.
  • Le but de la présente invention est d'introduire un seul additif dans l'eau de lavage des hydrocarbures et en particulier des pétroles bruts.
  • L'invention vise également à proposer un nouvel agent dont les propriétés anti-salissures et désémulsifiantes sont propres à accroître l'efficacité des traitements de dessalage et/ou de déshydratation et à diminuer la teneur en MES des hydrocarbures, pour limiter ainsi l'encrasse­ment dans les traitements ultérieurs, tout en conservant une teneur en hydrocarbures basse dans l'eau récupérée à la sortie du décanteur.
  • Enfin, l'invention a également pour but, par l'obten­tion d'un meilleur dessalage, de diminuer les problèmes de corrosion rencontrés au cours des opérations de traitement sur champ ou de raffinage, de limiter les quantités de soude injectées après le dessaleur, de limiter le cockage des fours de procédé, de diminuer les risques d'empoison­nement des catalyseurs d'unités de conversion et d'amélio­rer la qualité des fuels lourds.
  • Dans ce but, la présente invention a pour objet un agent désémulsifiant et antisalissure soluble dans l'eau, apte à séparer les mélanges eau-hyrocarbures éventuel­lement mis en émulsion, notamment les émulsions eau-­pétrole brut contenant des matières en suspension carac­térisé en ce qu'il comprend de 10 à 60% en poids d'une combinaison des composés suivants :
    • a) au moins un halogénure d'ammonium quaternaire tétraalkylé de formule générale :
      Figure imgb0001
       où X est un halogène ; R₁, R₂ et R₃ étant des groupements alkyls de C₁ à C₁₀ et R₄ un groupement alkyle de C₁₂ à C₂₀,
    • b) au moins une alkylènediamine polyalcoyloxylée de formule générale :
      Figure imgb0002
       avec 1 ≦ u ≦ 4, 1 ≦ v ≦ 50 et 2 ≦ w≦ 50 et, de préférence, 2 ≦ v ≦ 30 et 10 ≦ w ≦ 30, ou son sulfate.
  • La Demanderesse a établi que les mélanges de compo­sants appartenant à chacune des deux familles définies ci-­dessus, éventuellement avec d'autres composants, peuvent agir par effet de synergie, préférentiellement sur les efficacités de déshydratation, de lavage et de dessalage d'un pétrole brut et/ou sur l'extraction des MES contenues dans celui-ci et/ou sur la quantité d'hydrocarbures pré­sents dans l'eau recueillie après décantation.
  • Ainsi, pour améliorer les efficacités de déshydra­tation, de lavage et de dessalage des hydrocarbures et, plus particulièrement des pétroles bruts, l'agent selon l'invention peut comprendre avantageusement 40 à 50% en poids d'au moins un halogénure d'ammonium quaternaire tétra-alkylé et 5 à 30% en poids d'au moins une alkylè­nediamine polyalcoyloxylée tels que définis dans l'objet de l'invention.
  • Pour améliorer l'extraction des MES (matières en suspension) contenues dans les hydrocarbures et notamment dans les pétroles bruts très chargés en MES, ledit agent peut comprendre 40 à 10% en poids d'au moins un halogénure d'ammonium quaternaire tétra-alkylé et 5 à 35% en poids d'au moins un sulfate d'alkylènediamine polyalcoyloxylée, mentionnés ci-dessus.
  • Les sulfates utilisables comme composant de l'agent conforme à l'invention sont obtenus selon un mode connu de l'homme de l'art mettant en oeuvre une réaction de sulfo­nation entre du trioxyde de soufre et au moins une alkylè­nediamine polyalcoyloxylée, telle que définie ci-dessus.
  • Les réactions de sulfonation étant rarement complè­tes, les sulfates obtenus ne sont pas purs et peuvent contenir la partie du composé de base n'ayant pas réagi avec le trioxyde de soufre. L'agent conforme à l'invention contenant l'halogénure d'ammonium quaternaire tétra-alkylé et un sulfate d'alkylènediamine polyalcoyl­oxylée peut donc comprendre également 0 à 5% en poids de l'alkylènediamine polyalcoyloxylée à partir de laquelle ledit sulfate a été préparé.
  • Pour améliorer à la fois la déshydratation, le lavage, le dessalage, l'extraction des MES et la teneur en hydrocarbures de l'eau de sortie du décanteur, l'agent conforme à l'invention comprend, de préférence, 10 à 40% en poids d'au moins un halogénure d'ammonium quaternaire tétraalkylé, 30 à 5% en poids d'au moins une alkylène­diamine polyalcoyloxylée et 35 à 5% en poids d'au moins un sulfate d'alkylènediamine polyalcoyloxylée mentionnée ci-­dessus.
  • L'halogénure d'ammonium quaternaire tétra-alkylé préféré de l'invention est un halogénure de cétyltriméthyl ammonium et, plus particulièrement, le chlorure de cétyl­triméthyl ammonium.
  • Les alkylènediamines polyalcoyloxylées préférées de l'invention appartiennent à la famille des éthylènediami­nes polyalcoyloxylées, de formule générale :
    Figure imgb0003
     avec 1≦ v ≦ 50, de préférence 2 ≦ v ≦ 30, et 2 ≦ w ≦ 50, de préférence 10 ≦ w ≦ 30.
  • Par conséquent, les sulfates d'alkylènediamines pré­férés de l'invention sont des sulfates d'éthylènediamines polyalcoyloxylées définies ci-dessus.
  • L'agent selon l'invention peut en outre comprendre dans sa composition de 90 à 40% en poids d'un solvant aqueux comprenant de 0 à 50% en poids d'un alcool choisi dans le groupe constitué par les alcanols et les polyols contenant de 1 à 10 atomes de carbone.
  • Dans un mode de réalisation préféré de l'invention, le solvant aqueux est de l'eau pure contenant de 0 à 50% en poids d'isopropanol.
  • Chacun des agents désémulsifiants et antisalissures selon l'invention peut être appliqué au dessalage et à la déshydratation des pétroles bruts en raffinerie et sur champs pétroliers, car ils améliorent notablement les efficacités de déshydratation, de lavage et de dessalage des hydrocarbures, ainsi que l'extraction des MES, par rapport aux opérations sans injection d'additif ou avec injection d'un ou plusieurs additifs désémulsifiants ou antisalissures connus du commerce.
  • La concentration efficace de l'agent selon l'inven­tion peut être comprise entre 1 et 50 ppm de matières actives par rapport au pétrole brut.
  • En outre, les agents désémulsifiants et antisalis­sures selon l'invention peuvent être appliqués à l'extrac­tion de MES de forte concentration dans une huile lourde. Cette application consiste à introduire un agent selon l'invention dans de l'eau, à mélanger cette eau avec les hydrocarbures, à émulsionner le mélange eau-hydrocarbures. à faire pénétrer l'émulsion dans un décanteur et à laisser décanter ladite émulsion, en introduisant éventuellement, si nécessaire, un deuxième agent selon l'invention dans l'émulsion stable du décanteur, située à l'interface eau-­hydrocarbures. Sous l'action du premier et éventuellement cu deuxième agent désémulsifiant, les MES décantent dans la partie inférieure dudit décanteur. Elles sont recueil­lies dans la phase eau du décanteur puis éliminées avec celle-ci. Le pétrole brut propre est recueilli dans la partie supérieure du décanteur.
  • Pour cette application, on appliquera avantageusement dans le décanteur un ou plusieurs champs électrostatiques à "haute tension" pour faciliter la coalescence des gouttelettes d'eau, et l'élimination rapide des MES>
  • Les examples donnés ci-après illustrent de façon non limitative l'efficacité des agents selon l'invention appliqués à la désémulsification des mélanges eau-­hydrocarbures et à la prévention de l'encrassement des échangeurs thermiques.
    • EXEMPLE 1
  • Cet exemple a pour but de comparer sur un même pétrole brut les efficacités de lavage et de dessalage des agents désémulsifiants et antisalissures selon l'inven­tion, appelés X, par rapport à d'autres agents désémulsi­fiants commerciaux C₁ et C₂, ajoutés seuls dans la phase du brut. Il a également pour but de montrer l'efficacité des agents X dans l'extraction des MES des hydrocarbures.
  • Les agents C₁ et C₂ sont obtenus à partir d'un mélan­ge de matières actives commerciales ; ils sont introduits uniquement dans la phase du brut.
  • L'agent C₁ est un mélange de résines phénoliques polyoxyéthylées, dissoutes dans un solvant aromatique. L'agent C₂ est une combinaison de matières actives polyoxypropylées polyoxyéthylées comprenant au moins des résines phénolique, des éthylènediamines, et des blocs copolymères, des matières étant dissoutes dans un solvant aromatique.
  • Les agents X (X₁ à X₅) sont composés de matières actives vendues dans le commerce, exceptés ceux dans la composition desquels entre un sulfate d'alkylènediamine.
  • Ces sulfates ont été fabriqués à l'échelle pilote en discontinu dans un microréacteur fermé ayant une capacité de 2 litres, contenant un agitateur à disque pourvu de "dents de scie", plongé dans un bain thermostaté de façon à être maintenu à une température constante.
  • Une pompe microdoseuse située en amont permet d'in­troduire en continu le trioxyde de soufre sous forme liquide dans le microcréacteur à un débit contrôlé. En aval du réacteur, une série de réfrigérants et de bouteil­les sont disposés pour retenir le solvant de la réaction, qui est ici du 1-2-dichloroéthane.
  • Les sulfates sont obtenus par une réaction de sulfonation de deux produits commerciaux alcoyloxylés, les SYNPERONIC T 1302 et T 701, commercialisés par la Société ICI.
  • Cette réaction consiste à faire réagir le trioxyde de soufre (SO₃) dilué de 5 à 25% en poids dans du 1.2 dichloroéthane, avec 1000 g de charge constituée par l'un des produits commerciaux cités ci-dessus, dilués à 80% en poids dans du 1.2 dichloroéthane (DCE).
    Figure imgb0004
  • Les conditions de marche du pilote du sulfonation sont les suivantes :
    Figure imgb0005
    Figure imgb0006
  • En fin de réaction, le mélange réactionnel est neutralisé par de l'ammoniaque à 25% dans l'eau; la phase eau contenant les sels inorganiques du type sulfate d'ammonium est receuillie après décantation de la phase organique constituée par les sulfates organiques et le solvant DCE. Ce solvant est évaporé de la phase organique entre 45 et 50°C sous vide, de façon à réduire au maximum le taux d'hydrolyse des sulfates organiques ainsi obtenus. Il est à noter que ces sulfates ne sont pas des produits purs, exempts des produits commerciaux dont ils sont issus.
  • Pour mesurer leurs efficacités de lavage et de dessalage d'un pétrole brut, ces agents X, ainsi que les désémulsifiants commerciaux, ont été testés en laboratoire sur un pilote de dessalage comprenant notamment une vanne de mélange pour la mise en émulsion de l'eau et du pétrole brut et un dessaleur décanteur électrostatique de type classique miniaturisé dit "à deux électrodes".
  • Le pétrole brut est un mélange 20/80 de pétroles bruts Maya et Brent, de densité d égale à 0,845.
  • Les conditions de marche du pilote sont les suivan­tes:
    - débit de pétrole brut chargé : 3 litres à l'heure d'une charge contenant 130 ppm de sels,
    - perte de charge au niveau de la vanne de mélange : 1,5 bar,
    - température du dessaleur : 140°C,
    - champ électrique primaire : 800 volts/cm,
    - champ électrique secondaire : 200 vols/cm
    - eau de dessalage : 8% en poids, par rapport au brut.
  • Le taux d'additif est ajusté pour avoir 7,5 ppm de matière active par rapport au brut.
  • L'additif est injecté soit dans la charge (B), soit dans l'eau de dessalage (E). L'eau de dessalage est injectée par moitié à l'aspiration de la pompe à charge du pétrole brut et en amont de la vanne de mélange.
  • Toutes les heures, on effectue un prélèvement du pétrole brut en sortie du dessaleur, et la totalité de l'eau de soutirage du dessaleur est recueillie.
  • Sur ces échantillons, des mesures sont effectuées :
    - sur le pétrole brut de charge et le pétrole brut dessalé : les teneurs en eau, en sels et en MES,
    - sur l'eau de soutirage du dessaleur-décanteur : les teneurs en hydrocarbures et en chlorures, le ph et les matières en suspension (MES) extraites.
  • Un essai dure huit heures ; il comprend trois heures de mise en régime et cinq heures de mesure.
  • Les résultats de ces tests sont donnés dans le tableau 2 ci-après.
  • Ces résultats démontrent bien la supériorité des agents selon l'invention introduits dans l'eau, comparés aux additifs commerciaux existants, introduits dans le pétrole brut, puisque les efficacités de dessalage et de lavage des agents sont supérieures à celles obtenues avec les additifs C₁ et C₂. Le pouvoir d'extraction des MES des agents X est également plus grand. Les teneurs en hydro­carbures de l'eau recueillie à la sortie du dessaleur avec les agents X sont au plus égales, sinon plus faibles qu'avec les agents C₁ et C₂.
    Figure imgb0007
  • Le tableau 2 montre également que le mélange de matières actives, CTAC et éthylènediamines, améliore les efficacités de dessalage et de lavage du pétrole brut, et que le mélange sulfate de DA - CTAC (C₅) favorise l'extraction des MES du pétrole brut.
    • EXEMPLE 2
  • Le présent exemple vise à montrer la supériorité des agents X par rapport aux additifs commerciaux C₁ et C₂ vis-à-vis des phénomènes d'encrassement.
  • Des essais d'encrassement ont été réalisés dans un pilote avec un mélange de pétrole brut (MAYA/BRENT : 20/80) préalablement dessalé, à l'aide de l'agent X₄ ou de l'un des additifs C₁ et C₂. Ce pilote comprend notamment un réacteur chauffé électriquement de façon à ce que ses parois soient maintenues à une température constante voisine de 280°C. On évalue l'encrassement par la chute de température du pétrole brut à la sortie du réacteur : elle est exprimée en °C/h.
  • Les résultats obtenus sont rassemblés dans le Tableau 3 ci-après :
    Figure imgb0008
  • On déduit de ce tableau 3 que plus les MES sont extraits, moins on observe d'encrassement. L'agent X₄ selon l'invention introduit dans la "phase eau" est plus efficace vis-à-vis de l'encrassement que les désémul­sifiants C₁ et C₂ du commerce introduits dans la "phase brut".

Claims (10)

1- Agent désémulsifiant et antisalissure soluble dans l'eau, apte à séparer les mélanges eau-hydrocarbures, éventuellement mis en émulsion, notamment les émulsions eau-pétrole brut contenant des matières en suspension, ledit agent étant caractérisé en ce qu'il comprend 10 à 60% en poids d'une combinaison des composés suivants :
a- au moins un halogène d'ammonium quaternaire tétraalkylé de formule générale :
Figure imgb0009
 où X est un halogène ; R₁, R₂ et R₃ étant des groupements alkyles de C₁ à C₁₀ et R₄ un groupement alkyle de C₁₂ à C₂₀,
b- au moins une alkylènediamine polyalcoyloxylée de formule générale :
Figure imgb0010
 avec 1≦ u ≦ 4, 1 ≦ v ≦ 50 et 2 ≦ w ≦ 50 et, de préférence, 2 ≦ v ≦ 30 et 10 ≦ w ≦ 30, ou son sulfate.
2- Agent selon la revendication 1, caractérisé en ce qu'il comprend 40 à 5% en poids d'au moins un halogènure d'ammonium quaternaire tétra-alkylé et 5 à 30% en poids d'au moins une alkylènediamine polyalcoyloxylée.
3- Agent selon l'une des revendications 1 et 2, caractérisé en ce qu'il comprend 10 à 40 % en poids d'au moins un halogénure d'ammonium quaternaire tétra-alkylé et de 35 à 5% en poids d'au moins un sulfate d'alkylènediamine polyalcoyloxylée.
4- Agent selon la revendication 3, caractérisé en ce qu'il comprend 0 à 5% en poids de l'alkylènediamine polyalcoyloxylée correspondant au sulfate présent dans la composition dudit agent.
5- Agent selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce qu'il comprend 10 à 40% en poids d'au moins un halogénure d'ammonium quaternaire tétra-alkylé, 30 à 5% en poids d'au moins une alylènediamine polyal­coyloxylée et 35% à 5% en poids d'au moins un sulfate alkylènediamine polyalcoyloxylée.
6- Agent selon l'une des revendications de 1 à 5, caractérisé en ce que l'halogénure d'ammonium quaternaire tétra-alkylé est un halogénure de cétyl triméthylammonium, et, de préférence, le chlorure de cétyltriméthyl ammonium (CTAC).
7- Agent selon l'une des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que l'alkylènediamine polyalcoyloxylée est une éthylènediamine polyalcoyloxylée de formule générale :
Figure imgb0011
 avec 1 ≦ v ≦ 50, de préférence 2 ≦ v ≦ 30, et 2 ≦ w ≦ 50, de préférence 10 ≦ w ≦ 30.
8- Agent désémulsifiant et antisalissure selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé en ce qu'il comprend 80 à 40% en poids d'un solvant aqueux contenant de 0 à 50% en poids d'un alcool choisi dans le groupe consititué par les alcanols et les polyols comprenant de 1 à 10 atomes de carbone.
9- Application de l'agent selon l'une des revendi­cations 1 à 10, au dessalage et ou à la déshydratation des pétroles bruts en raffinerie et sur champ de production caractérisée en ce que la concentration en matières acti­ves dudit agent, exprimée par rapport au pétrole brut, est comprise entre 1 et 50 ppm.
10- Application de l'agent selon l'une des revendications 1 à 10 à l'extraction des matières en suspension (MES) contenues dans un pétrole brut, caractérisée en ce que l'on introduit ledit agent dans de l'eau, on mélange cette eau avec ledit pétrole brut, on émulsionne le mélange eau-agent-pétrole brut, on fait pénétrer l'émulsion dans un décanteur, éventuellement électrostatique, on laisse décanter ladite émulsion, on introduit éventuellement dans ledit décanteur un deuxième agent désémulsifiant et antisalissure, de préférence dans l'émulsion stable à l'interface eau-pétrole-brut, on recueille les sédiments dans la phase eau à la partie inférieure dudit décanteur, puis on entraîne les sédiments de cette phase eau à l'éxtérieur du décanteur, le pétrole brut propre étant recueilli dans la partie supérieure du du décanteur.
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